姬塬油田池46区长8油藏见水机理及治理对策

苏小明，刘 可，刘春林，纪耸峰，张 波，吕勇胜

（中国石油长庆油田分公司第三采油厂，宁夏银川 750006）

池46长8油藏具有较强的非均质性，从沉积上看，油藏中部和北部位置为河道中央，沉积厚度较厚，油层厚度17~20 m，油层东部和南部属于河道侧缘，厚度在10~15 m，泥质含量增加，达到15.71%~15.78%。高于中部的14.69%。由于沉积过程中河流多期摆动，造成油层中部隔夹层发育，厚度在0.5~1 m，渗透率极差较大，中部为2.41，北部为1.71。突变系数中部明显高于其他各区块，达到0.29。

1 油藏分区见水特征及原因分析

根据流动单元划分依据首先将储层进行沉积分层，在沉积分层的基础上，再按岩石物理特征对其进行进一步的细分，一般用孔隙度、渗透率、厚度、有效厚度、泥质含量、流体饱和度、沉积构造及岩石颜色等对储层进行划分。将池46区块划分为北部、中部、东部以及南部，各部位在物性和生产动态上均有明显差异。

1.1 油藏北部吸水剖面与沉积韵律相反，油井零星见水

油藏北部见水特征为零星小幅见水。油藏北部在所有区块里面物性最好，有效厚度平均20 m，物性相对均匀，渗透率极差1.71，变异系数0.17。该区沉积时位于河道中央，除边部外厚度均匀，隔夹层不发育。油井投产初期产量较高，平均日产6.5 t。经过5年注水开发，油藏油井已基本见效，从区块见水特征来看：平面上表现为零星见水，零星分布于北部各个位置。从油井见水剖面上看：油井见水后含水上升幅度不大，一次见水通常从10%上升至40%左右，持续稳定，注水可控。

见水主要原因为注水井下段吸水，单层注水强度过大造成局部注水突进。池46长8油藏北部自2011年至今投注水井34口，测试吸水剖面显示剖面吸水不均16口，占总井数47.1%，主要是下段吸水强度大，上段不吸水或微吸水。其中，表现与沉积韵律呈现反向特征12口，占剖面下段吸水75.0%。通过对北部2口水井测试相关流量同样显示下段吸水较强，而上端弱吸水。而北部沉积韵律主要为均值韵律与反韵律，根据物性特征主要吸水状态应较为均匀和上段吸水较高。

表1 池46区油藏分区域储层物性对比表

造成这种与沉积韵律相反的吸水特征的主要原因为：（1）注水重力分异作用，下段注水压力略高于上段，造成下段吸水好于上段；（2）注水井管柱下入过深，由于注水井在日生产中，为了减少注水井吸水剖面测试遇阻问题，油管下入水井中通常过射孔段，造成注入水需从套管向上返时才能注入上段，从而需要克服重力作用，造成上段吸水较弱；（3）物性差异影响，虽然剖面自然电位曲线显示整体均值性较好，整体均匀，但从密度曲线以及感应电阻率曲线上看仍存在一些差别，主要表现为下段电阻率高于上段，下段物性相对较好的特征。

图1 池46区井组含水率与注采比、累计注采比关系图

图2 池46区中部油井含水与注水强度关系图

图3 池46区中部油井含水与采液强度关系图

1.2 油藏中部夹层发育，非均值性强见水加剧

油藏中部见水特征主要表现为由点到面的范围见水。该部位虽然物性较好，平均厚度18 m，但非均值性较强。渗透率极差2.41，变异系数0.29。沉积时期该区河道多次摆动，造成中部夹层发育。夹层分布频率较高但厚度较薄，平均为0.5 m。由于区块整体超前注水，能量较高但非均值性较强。造成部分油井投产即见水。从2010年至今，油藏中部见水井比例已达到63%。见水后油井含水上升幅度较高，初次含水上升即从10%上升到50%~60%，然后短时间内上升至100%。

见水原因主要为储层非均值较强。通过对油藏中部含水上升率与注采比和累计注采比关系统计得出，与注采比无明显相关性。同时含水上升率与水井注水强度呈直线相关性，和采液强度呈指数相关性。主要见水区块与采液强度在平面分布上具有良好的吻合度。而造成油井采液强度过大的主要原因并不是油井生产参数过大，主要由油井物性以及和水井对应情况决定。

通过对油藏中部物性研究分析表明：油藏中部储层主要分布反韵律和复合韵律，两者交替分布，即便是在同一个井组同时分布反韵律、复合韵律。曲线形态主要表现为漏斗形与钟形，同时还存在部分箱形。和水井组合结果复杂。通过对见水井剖面对比结果，油井见水主要原因井组内物性差别为：若复合韵律对应反韵律或复合韵律易见水，即油井中部物性较好对应水井上段物性较好或同样也是中部好时，油井见水加快。再从井组见水时间上来看，复合韵律最先见水，然后为均值韵律和正韵律，反韵律见水时间最慢。

1.3 油藏东部物性差导致注水突进严重，油井见水

油藏东部见水形式主要表现为井组内注水单向突进，东部整体开发水平较低，油井平均产量维持在1 t水平。物性较差起主导作用。该部位处于河道边缘位置，河道多期摆动影响该区隔夹层发育。局部发育鼻隆构造，构造差异大。渗透率极差达到2.61，隔夹层密度0.53，变异系数0.22。受物性影响，该区块油井见效缓慢，见效周期超过16个月，远高于油藏中部4~6个月。隔夹层发育导致井组内注水单向突进，含水上升，井组内其他油井则长期不见效。

2 治理对策及效果

2.1 改善水井平面非均质性，水井堵水调剖

由于油层平面非均值性由油藏沉积时形成，后期改变其物性比较困难，目前有效的主要措施手段是通过堵剂堵水来实现。但是堵剂体系的选择以及堵剂的适用性成为堵水效果的关键。从2010-2013年，从最初的设想封堵裂缝到目前的空隙性堵水；从单点堵水到区块堵水；再从水井堵水到油水井双向堵水。通过调整堵剂体系调整段塞组合，实施先侯凝后驱油，防止了驱油剂对主体段塞的过早冲刷。以先试注后分析再确定施工浓度；确保施工合理有效，防止压力提前爬升。针对地层情况水驱流向改变剂由小颗粒改为微颗粒。通过化堵前、化堵中压降测试，分析地层吸水能力，调整堵剂浓度；施工压力不能超过该井组干线注水压力，确保化堵后正常注水；堵剂用量根据油井效果调整堵剂用量。

通过2012-2013年化堵，油藏全年含水上升率控制在1.1%左右，相比2012年的2%下降了0.9%。油藏存水率从2012年底0.68缓慢上升至0.72，水驱效率提高。油藏含水上升趋势减缓。化堵井组整体含水呈下降趋势。

2.2 平面调整，抑制单项突进

对于油藏中部见水严重区域，通过降低地面参数，平面控制采液强度较大油井12井次，控制采液强度在0.6 m3/m·d以下，均衡平面采液等措施，抑制注水井单向突进。虽然在控制初期损失油量达到12 t，但有效延长油井低含水生产时间，通过抑制的低含水井组含水上升趋势明显减缓。同时通过抑制高含水采液强度，在平面上促进井组内其余油井见效，见效油井13井次，井组液面整体回升，日增油8.9 t，累计增油348 t。井组内油井产量基本恢复到控制以前，效果较好。

2.3 局部弱化注水，让油藏受注水控制

通过近4年的开发经验，由于池46区块井距较小，超前注水、地层能量高，油井见效周期4~6个月，由于油藏中部非均值特性，见效后见水矛盾为该区开发主要矛盾。所以对于油藏见水区域持续弱化开发注水技术，注采比持续维持在0.7~0.8。在见水矛盾大于递减矛盾的情况下，弱化注水防止油井见效见水。2013年见水损失产能35 t，产量下降影响25 t，合计影响60 t，相对2012年油藏中部仅见水损失产能45 t，见水井从2012年22口井下降至18口，整体含水上升趋势减缓。

3 结论与认识

（1）油藏北部主要分布正韵律，造成下段吸水较好，通过常规措施难以达到改善上端吸水状况。通过注采调整减缓上升速度，延长油井低含水生产时间。

（2）油藏中部见水主要原因为采液强度和注水强度，均为可控因素，通过对采液强度控制在0.6 m3/m·d以下，能有效减缓含水上升速度。

（3）油藏中部非均值型强，变异系数高（0.29），井组见水周期差异，通过化学堵水，能够有效缓解剖面吸水状况，达到均衡水驱，降低含水的目的，建议油水井双向实施，措施效果较好。

（4）在油藏储层物性主导油藏开发规律的情况下，通过油藏平面上调整，剖面上治理相结合，不断双向调整减缓油井含水上升。

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